Tipos de Pruebas de Pozos
Pruebas de restauración de presión “Build up tests”
Se realizan en pozos productores y consiste en hacer producir el pozo para luego cerrarlo y registrar la presión de fondo medido en función del tiempo.
Al cerrar el pozo, la presión comienza a subir partiendo de la Pwf (presión de fondo fluyente) hasta que luego de un tiempo considerado de cierre Δt, la presión registrada de fondo alcanza el valor estático Pe( presión estática).
El registro de presión de fondo, representa una presión estática en proceso de restauración (PΔt), la cual no necesariamente alcanza el valor estático de Pe.
PΔt ≤ Pe
Dependerá del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de producción. A medida que el tiempo de cierre se incrementa PΔt se aproximará a Pe.
Podemos determinar a través de esta prueba:
-Estimar la permeabilidad del yacimiento.
-Determinar la presencia de daño.
-Estimar la presión estática del yacimiento.
-Geometría del yacimiento.
Curva de presión build up
La curva de build up se divide en tres regiones:
-Región temprana de tiempo (Early-time región):
Durante la cual la presión provisional se está moviendo a través de la formación, cerca del pozo.
-Región mediana de tiempo ( Middle –time region):
Durante la cual la presión provisional se ha desplazado lejos del pozo.
-Región tardía de tiempo (Late -time region):
En la cual el radio de investigación ha alcanzado los límites de drenaje del pozo.
Factores que complican la prueba de presión build up
Frecuentemente las pruebas de presión build up no son simples, muchos factores pueden influenciar la forma de la curva que representa dicha presión. Una forma inusual puede requerir explicación para completar un análisis apropiado. Factores como fracturas hidráulicos, particularmente en formaciones de baja permeabilidad pueden tener un gran efecto en la forma de la curva.
Otros factores que causan problemas como la presión de fondo medida en condiciones pobres de funcionamiento.
La forma de la curva también puede ser afectada por la interfase roca-fluidos, contacto agua-petróleo, fluido lateral o heterogeneidades de la roca.
Pruebas de arrastre “Drawdown tests”
Se realizan haciendo producir un pozo a tasa constante, empezando idealmente con presión uniforme en el yacimiento. La tasa y la presión son registradas como función del tiempo.
Podemos determinar a través de esta prueba:
-Estimar la permeabilidad del yacimiento.
-Factores de superficie.
-Determinar la presencia de daño.
-Geometría del yacimiento.
Estas pruebas son aplicables particularmente a:
-Nuevos pozos.
-Pozos que han sido cerrados en suficientemente mucho tiempo para permitir que la presión se estabilice.
-Pozos exploratorios son frecuentemente candidatos a largas pruebas drawdown, con el objetivo común de determinar el volumen mínimo o total que está siendo drenado por el pozo.
Pruebas a tasa de flujo múltiple
Se realizan a tasa de flujo variable, determinando la presión por períodos estabilizados de flujo.
A través de esta prueba se puede determinar el índice de productividad del pozo y también se puede utilizar para hacer un análisis nodal del mismo.
Las pruebas de tasa múltiple han tenido la ventaja de proveer datos provisionales de la prueba mientras la producción continua. Tiende a minimizar los cambios en el coeficiente de almacenamiento del pozo y los efectos de la fase de segregación, esta prueba puede proveer buenos resultados cuando la prueba drawdown o buildup no pueden.
Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores “Fall off test”
Se realizan cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la presión en el fondo del pozo en función del tiempo. La teoría supone una tasa de inyección constante antes de cerrar al pozo.
-Permiten determinar las condiciones del yacimiento en las adyacencias del pozo inyector.
-Permite dar un seguimiento de las operaciones de inyección de agua y recuperación mejorada.
-Podemos determinar a través de esta prueba:
-Estimar la presión promedio del yacimiento.
-Medir la presión de ruptura del yacimiento.
-Determinar fracturas.
-Determinar si existe daño en la formación, causado por taponamiento, hinchamiento de arcillas, precipitados, entre otras.
-Determinar la permeabilidad efectiva del yacimiento al fluido inyectado, utilizada para pronósticos de inyección.
Pruebas de interferencia
Tienen como objetivo comprobar la comunicación o conexión entre pozos en un mismo yacimiento.
Comprobar la interferencia horizontal permite demostrar la continuidad de los estratos permeables y analizar la existencia de comunicación vertical en arenas estratificadas.
En este caso, la finalidad del análisis es medir la presión a una distancia “r” del pozo; siendo “r” la distancia entre el pozo observador y el pozo activo.
Pruebas de pulso
Constituyen un tipo especial de prueba de interferencia, en la cual el pozo activo es pulsado alternadamente con ciclos de producción y cierre. En el mismo se determina la respuesta de presión en el pozo de observación.
Se caracteriza porque son pruebas de corta duración y los tiempos de flujo deben ser iguales a los tiempos de cierre.
TIPOS DE PRUEBA DE PRESION
Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimación de reservas.
Durante la perforación, el fluido es bombeado a través del drill stem (derecha) y fuera de la mecha, por lo tanto, en un DST, el fluido proveniente de la formación es recolectado a través del drill stem mientras se realizan medidas de presiones.
A la izquierda se observa una Carta de Presión Esquemática para una prueba DST. (Tomado de Lee, 1982) representándose lo siguiente:
A: Bajando herramienta al hoyo
B: Herramienta en posición
C: Empacaduras en zona a evaluar
D: Apertura de válvula
E: Cierre de pozo (restauración)
F: Final del cierre
G: Se abre pozo, ultimo período de flujo, hasta llegar al punto H
Entre H e I: último cierre
Entre J y K: retiro de equipos de prueba.
B: Herramienta en posición
C: Empacaduras en zona a evaluar
D: Apertura de válvula
E: Cierre de pozo (restauración)
F: Final del cierre
G: Se abre pozo, ultimo período de flujo, hasta llegar al punto H
Entre H e I: último cierre
Entre J y K: retiro de equipos de prueba.
Después de construir la Carta de Presión Esquemática para una prueba DST, se compara con las diferentes cartas bases (obtenidas en pruebas de campo) para con ello identificar permeabilidades y fluidos presentes.
Cuando se realizan pruebas DST se deben tomar en cuenta tres factores que afectan los resultados, entre esos efectos se tienen:
1.- Efecto de la prueba previa de presión (pretest): Para presiones altas, la respuesta de la presión de cierre en ambos períodos se incrementa. La variación entre las respuestas se reduce en el segundo período de cierre y a medida que la presión del pretest se acerca a la presión estática de la formación, el efecto del pretest en el DST es muy pequeño.
2.- Efecto de la permeabilidad: Cuando la permeabilidad aumenta, la presión del pozo se recupera más rápido, aunque el efecto es pronunciado incluso en el caso de altos valores de permeabilidad. En todos los casos, la presión se eleva por encima de la presión de la formación. Para un DST en formaciones de gran permeabilidad, la respuesta de la presión es significativamente afectada por el período del pretest.
3.- Efecto de la temperatura: Para permeabilidades bajas (aproximadamente 0,2 md/ft), el efecto de la temperatura provoca un incremento constante de la presión al final de cada período de cierre. Para formaciones de alta permeabilidad, el cambio de la presión resultante, debido al efecto de la temperatura, es despreciable ya que el líquido puede fluir dentro o fuera de la formación. Si la variación de temperatura es alta (> 1°C) el efecto de ésta podría ser más importante.
Aplicaciones especiales
1.- Extrapolación de la Presión
La experiencia en el trazado de un gran número de cartas DST en papel semi-logarítmico ha demostrado que cuando el índice kh/μ es mayor de 10 pies md / cp se obtiene una línea recta. Por el contrario, cuando este índice es menor a 10 pies md / cp se obtiene una línea curva; dicho comportamiento también es habitual cuando el flujo radial no está presente.
La producción de una pequeña cantidad de líquido es suficiente para notar una caída en la presión de la formación, de modo que se necesita un tiempo mayor de cierre para obtener una curva build-up útil. El cierre inicial es utilizado para minimizar los efectos de la producción excesiva de fluido.
El tiempo de flujo y la capacidad de la formación inciden directamente en el tiempo de cierre de la prueba, el cual, al no ser el apropiado, conlleva a cartas DST erróneas. En formaciones de baja capacidad (K.h), largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original.
En formaciones de baja capacidad, largos tiempos de cierre permiten una mayor precisión en la extrapolación a la presión original.
Efecto del tiempo de cierre en la precisión de la Extrapolación de la Presión
2. Permeabilidad Efectiva
La permeabilidad efectiva es otro parámetro que se puede obtener mediante el análisis de las pruebas DST, nuevamente con la aplicación de la teoría aplicada a las pruebas build-up. El uso de la tasa promedio del total recobrado dividido por el tiempo de flujo es suficiente para el uso de la formula:
La permeabilidad efectiva es otro parámetro que se puede obtener mediante el análisis de las pruebas DST, nuevamente con la aplicación de la teoría aplicada a las pruebas build-up. El uso de la tasa promedio del total recobrado dividido por el tiempo de flujo es suficiente para el uso de la formula:
En el caso de no ser la curva de flujo una línea recta, nos indica que la tasa asumida “constante” no lo es. Esto altera el valor de la permeabilidad que se obtiene de la prueba, pero afortunadamente los requerimientos en la precisión de la permeabilidad no son estrictos por lo que el valor aproximado obtenido con el DST resulta útil. Dicho valor representa el promedio de todo el área de drenaje, de hecho este puede ser mejor que el que se obtiene de pruebas en núcleos.
Método de campo eficaz para el cálculo de la permeabilidad
Es necesario tener un buen sistema de doble cierre durante la prueba DST, en la que en el primer cierre la presión se debe restaurar casi hasta la presión original y en el segundo cierre solo será necesaria hasta que la presión llegue a unas tres cuartas partes de la original. El Procedimiento es el siguiente: Extender la presión inicial de cierre hasta intersectar la ordenada de la presión donde (t + θ)/θ =1. Unir este punto con el correspondiente a la presión final de cierre (t + θ)/θ y donde el tiempo de apertura es (t) y el tiempo de cierre es (θ). Extender la unión anterior hasta que corte la ordenada de presión donde (t + θ)/θ =10.
Usando el ΔP que se genera por cada ciclo se calcula la permeabilidad efectiva de acuerdo a la ecuación:
Técnica para Interpretación de la Permeabilidad Efectiva de un pozo
3. Índice de productividad y daño
Se pueden obtener dos valores de IP a partir de pruebas DST. El primero proviene del periodo de flujo y es determinado mediante la cantidad de líquido recobrado, el tiempo de flujo y la diferencia entre la presión de flujo y la presión de la formación. El segundo valor proviene del análisis del final de la curva de cierre. La diferencia entre los dos valores de IP indica el grado de daño a la formación. Este daño es comúnmente causado por el filtrado de lodo en la cara de la formación.
Método de campo para el calculo de la relación de daño
Aunque existen métodos más precisos para su determinación, la relación de daño se puede determinar inmediatamente después de culminada la prueba DST mediante el uso de la siguiente ecuación empírica:
Siguiendo el mismo método para la obtención de la permeabilidad, hallamos el ΔP por cada ciclo. La presión de flujo final (Pf) es obtenida directamente de la prueba DST. La figura muestra el procedimiento usado.
Técnica para Interpretación del Radio de Daño de un pozo
4. Presencia de barreras (fallas, pinchouts, cambios de permeabilidad, etc.)
En principio, la detección de cambios en la transmisibilidad (K.h/μ) en las cercanías del pozo puede ser determinado mediante el estudio de las pruebas de Build-up. Pero cuando las condiciones de la formación son favorables, las pruebas DST pueden ser analizadas para estimar la presencia de barreras.
El análisis de las pruebas DST para la determinación de la presencia de barrera presenta las siguientes dificultades:
• Se puede demostrar que la distancia de penetración es proporcional al tiempo de flujo. Una relación empírica b2=K.t puede ser usada para estimar el rango de penetración detectable por una prueba DST, la capacidad de la formación (k.h) puede ser desfavorable para largos radios de penetración sin el tiempo de flujo adecuado.
• La tasa de producción no es constante. Efectos similares a la ruptura de la linealidad pueden ser causados por una reducción de la tasa de producción.
• Las características del yacimiento no son compatibles con la simplificación de las suposiciones. Cualquier cambio en las condiciones causará una curvatura en la carta.
Ejemplo de uso en Venezuela
A todos los pozos perforados de la formación Naricual del campo El Furrial se les realizó RFT y pruebas DST para la captura de datos básicos para caracterizar el yacimiento, con algunas excepciones debido a problemas operacionales. Estas evaluaciones permitieron determinar los niveles de presión por arena (el perfil de presiones obtenido con el RFT fue validado con muestras de fluido obtenidas durante pruebas DST en pozos productores e inyectores), identificar contactos de fluidos, medir el grado de comunicación areal y vertical en el yacimiento y finalmente optimizar la selección de los intervalos de cañoneo en los pozos.
Debido al elevado contenido de asfaltenos presente en el crudo, se decidió utilizar 24 °API como límite inferior de completación de los pozos en el campo, ya que diversas pruebas DST demostraron que la completación de pozos por debajo de este nivel ocasionaba serias obstrucciones con asfaltenos en la tubería de producción, líneas de flujo y equipos de superficie.
Le damos las gracias a Cipriano Urdiana, uno de los miembros de la Comunidad Petrolera, por ponerse en contacto con nosotros y mostrar su interés por ampliar la información referente a las Pruebas de Presión DST.
A continuación mostramos información suministrada por Cipriano Urdiana con relación a las consideraciones que se tienen en la Sonda de Campeche, México, para las pruebas DST:
1.- Las pruebas DST (Drill Stem Testing) proporcionan un método de terminación temporal para determinar las características productivas de una determinada zona durante la etapa de perforación del pozo.
2.- La prueba DST consiste en bajar, con la sarta de perforación, un ensamble de fondo que consiste de un empacador y una válvula operada desde la superficie.
3.- Las pruebas DST se realizan en zonas nuevas donde no se conoce el potencial de las mismas.
4.- Una prueba DST exitosa (por si sola) proporciona la siguiente información:
- Muestras de los fluidos del yacimiento
A continuación mostramos información suministrada por Cipriano Urdiana con relación a las consideraciones que se tienen en la Sonda de Campeche, México, para las pruebas DST:
1.- Las pruebas DST (Drill Stem Testing) proporcionan un método de terminación temporal para determinar las características productivas de una determinada zona durante la etapa de perforación del pozo.
2.- La prueba DST consiste en bajar, con la sarta de perforación, un ensamble de fondo que consiste de un empacador y una válvula operada desde la superficie.
3.- Las pruebas DST se realizan en zonas nuevas donde no se conoce el potencial de las mismas.
4.- Una prueba DST exitosa (por si sola) proporciona la siguiente información:
- Muestras de los fluidos del yacimiento
- Una aproximación de los gastos de producción
- Presión estática del yacimiento
- Presión de fondo fluyendo
- Prueba de presión de corto tiempo (k, kh/µ, s y Dps)
- Definir la terminación, abandonar la zona (no cementar TR) o seguir perforando.
Actualmente se han llegado a las siguientes conclusiones, en base a los análisis tiempo-costo, emitiendo las recomendaciones en base a información recabada:
- Limitar la aplicación de las pruebas DST, en pozos exploratorios en agujero descubierto, para definir la introducción y cementación de la tubería de explotación, así como, el diseño de la terminación definitiva.
Actualmente se han llegado a las siguientes conclusiones, en base a los análisis tiempo-costo, emitiendo las recomendaciones en base a información recabada:
- Limitar la aplicación de las pruebas DST, en pozos exploratorios en agujero descubierto, para definir la introducción y cementación de la tubería de explotación, así como, el diseño de la terminación definitiva.
- En pozos revestidos usar aparejos convencionales que permitan probar uno o varios intervalos con el mismo aparejo.
- Cuando en agujero descubierto se tenga la necesidad de colocar el empacador con apéndices mayores a 500 metros, se deberá correr la sarta en dos viajes (EMP/USM-DST).
- La función de una sarta DST es tomar información y muestras de intervalo de interés, por lo tanto, para la toma de información, se deberá llimitar el uso de TF y ULA, y no efectuar estimulaciones.
Referencias
• Special Applications of DST Pressure Data SPE-000851-G
• Effect of Pretest Pressures and Temperature on DST Interpretation SPE- 51255-PA
• Formación Naricual, campo el Furrial, Venezuela: gerencia de yacimientos en un campo gigante INGEPET ’99 EXPL-3-RM-13
